公用事业与环保行业周报：调峰保供属性加持，火电迎来价值重估

投资要点 风光发展大势所趋，煤电灵活性改造性价比突出。2022H1风光装机679GW（+21.2%），近几年风光装机增速均保持在15%以上。未来风光将成为我国主要电源，但风光的不稳定性、间歇性和波动性带给电力系统极大的平衡挑战，为满足高比例新能源接入电网需要增加系统调峰能力。根据《广东“十三五”电源调峰联合运行策略优化》，煤电灵活性改造后进行深度调峰的度电成本为0.05元/kwh；根据《高比例可再生能源电力系统关键技术及发展挑战》，煤电灵活性改造成本为60-180元/kw，远低于其他灵活性电源成本。煤电灵活性改造性价比突出，是短期内提升系统灵活性的最优选择。 当下煤电为主的电源结构叠加电力供需紧平衡下，煤电基础支撑保供价值凸显。我国发电结构以火电为主，2021年火电发电量达5.6亿千瓦时，占比达67.4%。2022年7月华北、华东、华中、南方地区最高发电负荷低于最高用电负荷，其中华中地区最高用电负荷同比增速达6.8%，高于最高发电负荷同比增速5.5pp，总体我国电力保供任务较为艰巨。立足当下以煤为主的基本国情和煤电为主的电源结构，将现有存量煤电厂改造为具有高调节性的煤电厂成为了短期内最具性价比的优选，电力供需紧张的关键时刻可发挥主体电源的支撑性作用，必要时刻可发挥调节性电源的辅助作用，兼具保供和调峰价值，具有逆周期防御属性。 火电灵活性改造打开百亿投资规模，市场空间较大。火电机组根据其改造目标、机组特点、燃料特性等会采用不同的改造技术，改造后调峰能力的提升程度也不尽相同。根据《火电厂灵活性改造技术对比分析》数据测算单位调峰容量成本约在500-1500元/kw。按照增加的调峰容量测算火电灵活性改造投资规模中观情形下规模可达175-525亿元；按照灵活性改造容量测算火电灵活性改造投资规模可达120-360亿元，不同测算方式下火电灵活性改造投资规模均在百亿级别。 火电盈利模式转变，度电利润或达0.058元/kwh。火电灵活性改造前作为电量主体，主要通过发电获取收益，灵活性改造后，不再以电量结算交易为主，还会通过参与辅助服务市场获取调峰辅助收益，火电盈利模式发生了转变。参考《考虑环保及补偿的火电机组调峰经济性研究》数据，测算660MW机组满负荷状态下的度电利润为0.053元/kw，而负荷率为37.9%机组的度电利润为0.058元/kw，高于满负荷状态的机组度电利润，经济效益较好。 投资建议：近期电力板块关注度持续提升，建议重点关注具有逆周期防御属性的火电及优质绿电企业：1）火电：华电国际、国电电力、华能国际、内蒙华电等；2）风光：三峡能源、广宇发展等；3）水核：长江电力、中国核电等； 4）其他：青达环保、中国天楹、协鑫能科、川能动力等。 风险提示：政策执行力不及预期风险、技术进步放缓风险等。 1限电促火电价值重估，绿电迎多重利好共振 1.1风光发展大势所趋，火电角色加速转变 风光装机持续高增，预计未来风光成为第一大电源。2022H1风光装机679GW（+21.2%），其中风电装机343GW（+18.2%），光伏装机336GW（+24.4%），近几年风光装机增速均保持在15%以上，保持快速发展态势。此外据《我国电力碳达峰、碳中和路径研究》中预测的零碳情境下2020-2060年电源装机结构，预计未来风光将成为我国主要电源，煤电将会在电量上为风光让路，逐步由电量主体转变为容量主体。但目前仍是以煤电为主的电源结构，正处于角色转变阶段。 图1：风光发展迅速，2022H1风光装机增速达21.2% 图2：未来风力发电和光伏发电将成为我国主要电源 风光输出电力不稳定，火电灵活性改造平抑出力波动。风光作为间歇性能源，存在输出电力不稳定等问题。风力发电出力高峰一般在前一天晚上20：00至第二天的7：00，在系统负荷高峰少发而在低峰多发，具有典型的反调峰特性；光伏发电一般集中白天输出电力，正午左右达到高峰，具有正调峰特性，但晚高峰不出力。风光作为未来电源结构的主体，其不稳定性、间歇性和波动性带给电力系统极大的平衡挑战，为满足高比例新能源接入电网需要增加系统调峰能力。调峰能力仅为50%的火电机组无法有效解决风光出力不稳定的问题，当风光输出电力位于火电调峰能力下限时会面临弃风、弃光，导致新能源发电受阻，火电灵活性改造后调峰能力提高，能够充分响应系统的波动性变化。 图3：风电和光伏输出电力不稳定 图4：调峰能力为50%的火电机组无法解决风光消纳困境 作为最主要的调节能力增量来源，煤电灵活性改造性价比突出。为保障电力系统的供需平衡，需要提升电力系统的灵活性。《“十四五”现代能源体系规划》提出，2025年灵活性电源占比达24%作用。根据《广东“十三五”电源调峰联合运行策略优化》，煤电灵活性改造后进行深度调峰的度电成本为0.05元/kwh，而抽水蓄能电站/燃气轮机/新型储能电站进行有偿调峰时每度电分别为0.06/0.48/0.75元；根据《高比例可再生能源电力系统关键技术及发展挑战》，煤电灵活性改造成本为60-180元/kw，远低于其他灵活性电源单GW成本。 综合来看，煤电灵活性改造性价比突出，是短期内提升系统灵活性的最优选择。 表1：灵活性电源对比 当下煤电为主的电源结构叠加电力供需紧平衡下，煤电基础支撑保供价值凸显。我国发电结构以火电为主，2021年火电发电量达5.6亿千瓦时，占比达67.4%。2022年7月全国主要电网最高发电和最高用电负荷情况中，华北、华东、华中、南方地区最高发电负荷低于最高用电负荷，其中华中地区最高用电负荷同比增速达6.8%，高于最高发电负荷同比增速5.5pp，总体我国电力保供任务较为艰巨。立足当下以煤为主的基本国情和煤电为主的电源结构，将现有存量煤电厂改造为具有高调节性的煤电厂成为了短期内最具性价比的优选，电力供需紧张的关键时刻可发挥主体电源的兜底保供支撑性作用，必要时刻可发挥调节性电源的辅助作用，兼具保供和调峰价值，是“进可攻，退可守”的灵活电源。 图5：我国发电结构以火电为主 图6：2022年7月全国主要电网最高发电和最高用电负荷情况 1.2火电改造百亿市场规模，盈利转变价值重估 不同技改路线投资成本不同，单位调峰容量成本约在500-1500元/kw。火电机组根据其改造目标、机组特点、燃料特性等会采用不同的改造技术，改造后调峰能力的提升程度也不尽相同。根据《火电厂灵活性改造技术对比分析》，以350MW热电厂灵活性改造时可应用的部分技改技术为例，电极锅炉供热和电锅炉固体储热技术调峰深度较强，但投资成本和运行成本均较高，技术经济优势不明显。相对而言，热水罐储热技术投资成本和运行成本较低，调峰深度较强。 表2：火电部分灵活性改造技术对比 结合表2数据进行如下假设： 假设1：该机组最小出力为50%； 假设2：电极锅炉供热技术调峰上限为35%； 假设3：调峰深度增加的下限对应投资成本下限，反之调峰深度增加的上限对应投资成本的上限。 测算可得不同技改路线对应的单位调峰容量成本差距较大，其中低压缸高背压循环水供热、电锅炉固体储热技术对应成本较高，最高可达1000元/kw以上，低压缸零出力技术对应成本较低，平均可达143-190元／kw。此外据中电联统计数据显示，煤电灵活性改造单位千瓦调峰容量成本约在500-1500元/kw区间。 表3：不同灵活性改造技术单位调峰容量对应成本测算 火电灵活性改造成就百亿投资规模，市场空间较大。《全国煤电机组改造升级实施方案》提出存量煤电机组灵活性改造应改尽改，“十四五”期间完成2亿千瓦，增加系统调节能力30-40GW，促进清洁能源消纳。按中电联统计数据显示，以单位调峰容量成本500-1500元/kw测算悲观、中观、乐观情形下的火电灵活性改造投资规模，其中中观情形下规模可达175-525亿元；按照灵活性改造容量测算火电灵活性改造投资规模可达120-360亿元。不同测算方式下火电灵活性改造投资规模均在百亿级别，市场空间较大。 表4：火电灵活性改造投资规模测算（按照增加调峰容量） 表5：火电灵活性改造投资规模测算（按照灵活性改造容量） 改造后向容量主体转变，火电盈利模式发生变化。火电灵活性改造前作为电量主体，主要通过发电获取收益，灵活性改造后向容量主体转变，机组参与调峰获取调峰补偿收入，此外部分火电机组在未灵活性改造前，运行在深度调峰标准之上，需要分摊深度调峰机组的补偿费用，灵活性改造后形成机会收益。现阶段火电机组参与调峰，分为无偿调峰和有偿调峰，其中有偿调峰采用阶梯式报价，当P2≤机组负荷≤P1时为一档，负荷低于P1的电量可获得一档调峰补偿；当机组负荷≤P2时采用二档调峰补偿，负荷低于P2的电量可获得二档调峰补偿。 图7：火电灵活性改造前后盈利模式对比 图8：火电机组分级调峰过程 660MW机组在37.9%负荷状态下度电利润或达0.058元/kwh，优于满负荷状态。火电灵活性改造后，由电量主体逐步转变为容量主体，不再以电量结算交易为主，还会通过参与辅助服务市场获取调峰辅助收益。为探讨火电机组灵活性改造前后的经济效益，我们参考《考虑环保及补偿的火电机组调峰经济性研究》的数据，对660MW机组的各项指标进行如下关键假设： 表6：火电进行灵活性改造相关假设 结合表6对660MW机组的满负荷状态和37.9%负荷状态分别进行度电利润测算。当机组满负荷运行1h时，其发电利润为3.5万元，远高于负荷率为37.9%机组的发电利润，但负荷率为37.9%机组的度电利润为0.058元/kw，高于满负荷状态的机组度电利润，更具经济效益。 表7：满负荷状态和负荷率37.9%状态的660MW机组度电利润测算 2行业高频数据跟踪 2.1煤炭行情跟踪 本周国内秦皇岛动力煤Q5500平仓价持续上涨，2022年9月9日价格为1345元/吨，较2022年9月5日增加40元/吨，本周涨幅为3.1%，较上周环比增加3.9%；此外进口煤价防城港印尼煤Q5500场地价也在上涨，2022年9月9日价格为1295元/吨，较2022年9月5日增加55元/吨，本周涨幅为4.4%，较上周环比增加5.3%。 图9：近两年秦皇岛动力煤Q5500平仓价走势 图10：近两年防城港印尼煤Q5500场地价走势 电煤价格方面，本周CECI沿海指数：5500K成交价最新数据为1300元/吨，周环比上涨7.6%，较年初上涨62.1%；港口煤价方面，广州港山西优混Q5500库提价最新数据为1430元/吨，周环比0.7%，较上年同比上涨10.9%，较年初上涨36.2%；坑口煤价方面，榆林Q5500/鄂尔多斯Q5500/大同Q5500每吨最新价格分别为780/690/855元，与上周价格均持平，较上年同比下跌9.3%/23.8%/13.6%，较年初上涨62.5%/7.8%/15.5%；港口库存方面，秦皇岛港和CCTD北方港口分别库存452/3100吨，周环比分别下跌0.7%/3.1%，较上年同比上涨28.4%/20.0%，较年初下跌5.2%/6.5%。 表8：煤炭相关数据跟踪 2.2水电行情跟踪 2022年9月9日，三峡水库入库流量8000立方米/秒，较2022年9月2日周环比下跌42.9%，本周三峡水库入库流量均值为8080立方米/秒；出库流量8160立方米/秒，较2022年9月2日周环比下跌3.1%，本周三峡水库出库流量均值为8644立方米/秒；水库水位148米，周环比上涨0.4%，本周三峡水库水位均值为148米。 图11：近两年三峡水库入库和出库流量走势 图12：近两年三峡水库水位情况 2.3风光上游行情跟踪 从风力发电行业上游来看，2022年9月9日，铁矿石综合价格为815元/吨，较2022年9月2日增加24元/吨，周环比上涨3.1%，此外本周铁矿石综合价格整体上下轻微波动，均价为801.9元/吨；本周钢材综合价格为4129元/吨，较上周下跌9元/吨，周环比下跌0.2%。 图13：近两年铁矿石综合价格走势 图14：近两年钢材综合价格走势 从光伏发电行业上游来看，本周